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【锅炉技术】锅炉熄火案例分析

2019-11-01来源:湖北科技网


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【运行方式】

负荷300MW,A、B引风机、送风机、一次风机运行,A、B、C、D磨机运行,A/B送风机动叶开度分别为70%,电流分别为52 /53A ,总风量1100T/H,A/B引风机电流为119A/118A,B密封风机运行,A、B小机运行,B真空泵运行,大机交流润滑油泵运行,B凝泵运行,B循泵运行,电泵备用,#1化水变带化水PCA、B段运行,为配合清空A磨煤仓,早班接班前A2给煤机煤仓煤下完停运,A3、A4粉管停运,A3、A4粉管壁温为700℃,燃烧稳定。

【事故经过及处理】

2005年3月21日,9:40发现A1给煤机已无来煤,停运A磨机,因为A磨的磨内压力高(7000Pa),开A2粉管消压,并且开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴,9:43负压开始在-500~+1000 Pa之间波动,9:45将A1、A2粉管辅助风微开负压开始在-1000~+1000Pa之间波动。9:46将引风机解为手动调节负压,9:47发现负压变化加大,工业电视变黑,MFT动作,手动MFT一次。锅炉熄火,首出为炉膛压力低,抢合电泵成功,A空预器跳闸, B空预器两台电机联动闪红框,A\B引风机、送风机、一次风机跳闸,A、B、C、D磨机跳闸、空压机跳闸,B密封风机未跳闸,减温水门未联关,电气通知6KVⅠB段失压,联系启动A侧引、送风机,进行吹扫,发现达不到吹扫风量,查出是只启了A送风机出力不够,联系热工短接信号后进行吹扫。投油恢复时发现油抢投不进去,查出是压缩空气压力低至0.17MPa,启动空压机后正常。6KVⅠB段有电后,启动B 侧引、送风机,B密封风机,A、B一次风机,B、C、D磨机逐渐加负荷。

锅炉MFT动作,汽机跳闸,高中压主汽门,调门,各抽汽电动门,逆止门关闭正常,锅炉手动启电泵运行正常,高低旁联动正常,大机直流油泵未联动,手动抢合成功,大机交流润滑油泵跳闸,抢合不成功,润滑油压低至0.029MPa,全面监视汽机各道轴承温度正常和回油温度正常,#2瓦温最高82℃,转速到1165r/min,因油压低联系热工解除低油压闭锁顶轴油泵逻辑后启动启A顶轴油泵正常。电气通知6KVⅠB段失压,联系电气就地抢合大机交流润滑油泵成功后,大机润滑油压涨至0.147MPa,全面检查汽机轴承温度,回油温度正常。微开主汽至轴封汽旁路电动门,维持大机轴封汽和真空,联系锅炉收关高低旁,维持高旁开度10%,低旁30%。B真空泵, B轴加风机跳闸,A循泵联动,出口蝶阀未开到位处于中间状态,凝汽器循环水进水压力0.05MPa,B凝泵、B循泵未跳闸,但电流为零,B循泵出口蝶阀仍开启,手关B循泵出口蝶阀联跳B循泵后凝汽器循环水进水压力升至0.07 MPa,随后A循泵跳闸,盘上抢合启动后出口蝶阀开不到位处于中间状态A循泵又跳闸,就地检查A循泵蝶阀油压14 MPa,将A循泵蝶阀打至手动后关闭蝶阀不动作,就地对A循泵蝶阀打压后A循泵蝶阀打至自动后蝶阀关闭。就地联系盘上抢合启动后A循泵出口蝶阀仍开不到位处于中间状态A循泵又跳闸,真空下降,低缸排汽温度升至55℃,关闭主再热器蒸汽管道疏水,开一,二级疏扩减温水疏水,低缸排汽温度下降。6KVⅠB段有电后启动B循泵运行正常,低缸排汽温度从52℃降至43℃。转速到250 r/min,主汽温降至426℃开始回升,全面检查大机各道轴承温度正常后,联系锅炉,冲转汽机,收高低旁,转速3000 r/min,试停交直流润滑油泵,大机油压降至0.071MPa稳定,汽机并网后,加负荷到50MW,冲转A小机正常,到100MW后,冲转B小机正常,逐渐调整各除氧器,凝结器,各低加组的水位正常。14:30,负荷升到250MW。

9:47分,锅炉MFT动作,汽机跳闸,#1发变组解列,5011、5012、FMK、6101、6103跳闸,#1机逆功率、程跳逆功率、#1高厂变复压过流光字牌发出,6KVⅠA段快切成功,6KVⅠB段快切不成功,6KVⅠB段失压,抢合6104不成功(无合闸允许),立即拉开#1B汽机变,#1B锅炉变高压侧开关联跳低压侧开关正常,380V锅炉、汽机PCA、B段联络开关联动正常,#1供水变、#1炉B除尘变、#1公用变失压,380V保安PCB段失压。#1机柴油发电机在CRT上没有任何显示,立即派人到就地抢柴油发电机,发现#1机柴油发电机已经联起。但#1机柴油发电机出口ZKK开关未能合上,立即停运#1机柴油发电机,重新手动启动#1机柴油发电机运行,这时#1机柴油发电机出口ZKK开关合上。恢复380V保安PCB段电压正常,在恢复380V保安PCB段电压后,维护就地短接接点合上6104,6KVB段电压恢复,同时恢复#1公用变,#1炉B除尘变,#1供水变,#1B锅炉,#1B汽机运行。检查6KV,380V系统及UPS,直流系统正常,10:20,切换380V保安PCB段正常,停运柴油发电机,退出逆功率,失磁,保护压板,投入启停机,5011,5012闪络保护压板,并复位相关保护及5011,5012开关跳闸信号,FMK过压信号,10:26,用5011重新并网成功,5012合环,恢复相关压板,负荷40MW,切换厂用电成功。

【事故原因】

1.早班接班前A2给煤机停运,A3、A4火嘴壁温为700℃,开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴后负压开始波动,未认真查找负压波动原因,继续开启A1、A2粉管辅助风冷却火嘴后负压波动开始加剧导致MFT动作。

2.开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴后负压开始波动后未认真查出负压波动原因调整好负压,把握好时机及时投油稳燃。

3.燃烧不稳未及时采取措施收风稳定燃烧。

4.大机交流润滑油泵跳闸,抢合不成功原因为交流润滑油泵在汽机零米保安B段,6KVⅠB段失压后该段失压,后在就地先断开汽机零米保安B段进线刀闸后用联络刀闸带,就地抢合大机交流润滑油泵正常。

5.大机直流油泵未联动原因为油压由于大机跳闸后惰走时油压还未降到0.05MPa联动值。

6.B循泵、B密封风机未跳闸原因为低电压9S未动作。

7.A空预器跳闸,B空预器两台电机联动成功且闪红框原因为切换厂用电6KVⅠB段时6103开关跳闸后,6104合闸不成功(原因不详),厂用6KV、380V ⅠB段失压,A空预器两路电源一路从保安B段来,一路从锅炉运转层MCC来,而锅炉运转层MCC由电源Ⅱ带(锅炉380V PC B段带),A空预器两路电源中断,A空预器失电,主、辅电机跳闸且抢合不起。B空预器两路电源一路从保安A段来,一路从锅炉运转层MCC来,而锅炉运转层MCC由电源Ⅱ带(锅炉380V PC B段带),当时由锅炉运转层MCC供电,锅炉运转层MCC失电联动保安A段来电源后,A空预器主、辅电机均会发联启信号(边框闪烁)运行,已做试验证实空预器两路电源联动过程中,瞬时失电空预器运行电机会跳闸,复电后主辅电机会联启。锅炉两台空预器跳闸,锅炉总联锁动作,联跳A、B引送风机。就地检查锅炉运转层保安MCCB段失电,先先断开锅炉运转层保安MCCB段进线刀闸后用联络刀闸带,联系盘上启动A空预器主电机,停B空预器辅电机正常。

8.空压机跳闸原因为380V公用A、B段已倒为A段带,A公用变从6KVⅠB段来失压。

9.A循泵联动后出口蝶阀未开到位处于中间状态原因可能是机械卡涩或电气部分问题,待做试验查找原因。

     【设备存在的问题及建议】

1.MFT动作后,减温水总门及调门不能关下来。需检查逻辑。

2.恢复过程中发现空预器油泵电机多次跳闸原因有待查找。

3.A循泵联动后出口蝶阀未开到位原因有待查找。

4.空预器电源建议作优化。

5.熄火后工况波动大,建议将锅炉吹扫,点火条件中的水位和负压值范围适当放大以减少恢复时间。

6.建议将各个辅机的跳闸首出保留,以便以后好分析事故。

7.B小机的DEH挂闸画面的指示与实际挂闸不对应,挂闸已成功(实际应为红色),但是面板指示为白色。

8.大机跳闸后,电泵不联动,由人为抢合增加了不必要的操作,建议增加电泵联动功能。

9.低电压9S跳闸的辅机B凝泵、B循泵、B密封风机未跳闸,建议检查低电压9S动作回路。

10.A密封风机因风压低联动但因反转风机过流跳闸,建议长期运行A密封风机。A凝泵、A循泵均因水压低联动。

11.6104开关储能弹簧已动作,但6104开关未合上,怀疑是机构问题,需检查机构。

12.A循泵联动后又跳闸,动作了10几次,估计循泵运行一台后,启动第二台后出口蝶阀开不起,原因时第二台启动后开出口蝶阀时循泵过负荷保护发信,由于过负荷保护接至DCS上“循泵事故跳闸”上,“循泵事故跳闸”出口接至关闭出口碟阀(未直接跳闸循泵),出口碟阀关闭后联跳了循泵。需检查逻辑。

【经验教训】

1.操作不看效果,开启A3、A4粉管辅助风冷却火嘴后负压开始波动,未认真分析及时调整。反而继续开启A1、A2粉管辅助风加剧了负压波动。发现异常首先应对最近的操作进行分析,查清原因。

2.发现负压波动燃烧调整过慢,没有及时收风,调整负压稳定后投油稳烧。

3.A磨出口粉管在炉膛中间部位,对燃烧的影响较大,所以辅助风开得过大过多,使得燃烧波动大。今后操作辅助风应控制火嘴壁温在600℃内,只能轮流开启小部分以减小冷风对燃烧的扰动。

4.如开辅助风燃烧波动大,可在从投火嘴前再吹扫,防止粉管内余粉瞬间大量接触高温管壁燃烧烧坏火嘴。

5.熄火后,发现空预器跳闸,电机没有联动,应该马上派人到就地盘动电机,并且要注意未跳闸空预器的入口烟气温度及电流。

6.熄火后,6KV B段失压使得在恢复过程中显得很被动,启了A送风机出力不够,达不到吹扫风量,联系热工短接信号后才能进行吹扫。

7.恢复过程中,先启了B一次风机,但A一次风机反转过快,启动后过流跳闸,不得不重新停下B一次风机,刹A一次风机车后再启动,在下次启动中要尽量缩短两台风机的启动间隔时间。联动而不是本身保护动作的设备,应在就地守在事故按纽旁阻止其他人检查后即可启动。待两台都启动正常后再一起检查。

8.恢复时事故放水动作多次,温度变化大。原因是在启第一台磨机后风量过大,A/B送风机电流分别为50 /51A,应该把风量减少一点,以防在投粉后汽温上涨过快,特别是再热汽温不好控制。在并网后,启动第一台磨机时就要首先给调节汽温人员提醒,还有尽量要在并泵后才开始启动第二台磨机,防止因为蒸汽流量低而热负荷过高,汽温难以控制,直接影响汽包水位的调节。在汽温控制上要与调汽温人员预先联系,及时调整,避免在大幅度调整迅速开关减温水调门使得汽包水位难以维持稳定,造成事故放水动作。在汽温上涨过快的时候要果断停火嘴或停磨,防止超温。

9.电泵的工作油温最高到126.6℃,调节水位时一定要注意,应避开其临界转速3100 r/min,要通过再循环和给水大旁路来调整水位。同时电泵推力瓦温高达115℃,原因是用给水大旁路调水位时,给水压力与汽包压力压差太大达到7 MPa,降低压差后瓦温下降。

10在跳机后不仅要检查辅机的跳闸情况,而且对公用段等由一段带两段的母线上的负荷要特别注意。特别是空压机等公用系统要加强检查,防止气压低造成设备操作不起,影响其他机组扩大事故。

11.操作主汽至轴封汽旁路电动门开度掌握不够,造成轴封汽母管超压。

12.加强对电泵的重视程度,CRT发电泵轴承温度高报警时发现电泵轴承温度已经到105℃,且继续上涨,应及时提醒锅炉注意电泵的调节幅度。

13.收关高旁开度到10%,低旁到30%时,再热器压力达1.3 MPa,大机冲转后,高排逆止门打不开,导致高排蒸汽温度达403℃,开启低旁降压后正常。

14主油箱B排烟风机跳闸,A排烟风机联动后因入口门备用时未开完,造成油箱负压低,#1轴承回油不畅冒油烟,调整后正常。

15.在抢合柴油机的过程中,应认清设备,不能误合开关导致380V系统的非同期合环运行。

16启电泵补水,未及时开启电泵加药和取样门,造成炉水PH低,今后必须注意在改变给泵运行方式后及时切换加药门。


来源于网络,感谢作者原创分享。



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